Stała cena czy RDN? Biogazownia w I półroczu 2024

Nie, w I półroczu 2024 luka między RDN a ceną stałą była największa w złotych od początku serii. Średnia cena RDN wyniosła 372,0 zł/MWh, a FIT dla nowej deklaracji 828,4 zł/MWh, więc rynek stanowił zaledwie 45% ceny stałej. Praca 2× daje 440,6 zł/MWh (53% FIT), praca 3× 468,6 zł/MWh (57% FIT). Najbliżej FIT jest FIP z elastycznością: 782,3 zł/MWh przy 2× (94% FIT) i 810,3 zł/MWh przy 3× (98% FIT). Wspólny wniosek: na samym RDN dach dwumembranowy skraca dystans, ale go nie zamyka.

Przypomnienie mechanizmu

Zasady wsparcia (art. 70a–70f ustawy o OZE), scenariusze i założenia modelu opisano w pierwszej analizie serii. Wyniki poprzedniego półrocza znajdziesz w poprzedniej analizie serii (półrocze II 2023).

Ceny stałe w 2024 r.

Obowiązują ceny referencyjne z rozporządzenia z 8 listopada 2023 r. (Dz.U. 2023 poz. 2440): 872 zł/MWh dla biogazu rolniczego do 500 kW i 793 zł/MWh dla przedziału 500 kW–1 MW. Daje to FIT 828,4 zł/MWh i FIP 713,7 zł/MWh dla nowych deklaracji; dla „innego biogazu” do 500 kW FIT wynosi 600,4 zł/MWh, a dla kogeneracji (WSK) rolniczej 973,8 zł/MWh. Instalacja z 2019 r. po waloryzacji (wskaźnik za 2023 r.: 111,4) ma FIT 874,9 zł/MWh.

Liczby półrocza

Cena „instalacji z 2019 r.” to 95% ceny referencyjnej z 2019 r. (617,5 zł/MWh) po skumulowanej waloryzacji średniorocznym CPI za lata 2019–2023 (art. 70e ust. 3; GUS: 102,3; 103,4; 105,1; 114,4; 111,4).

Średnie miesięczne układają się w kształt litery U: 408,2 zł/MWh w styczniu, 324,4 zł/MWh w marcu (minimum), 455,3 zł/MWh w czerwcu. Marzec stanowi zaledwie 39% ceny FIT. W półroczu wystąpiło 65 godzin z ceną ujemną; wyłączanie ich zwiększa przychód z RDN z 372,0 do 378,3 zł/MWh.

To pierwsze półrocze w serii, w którym dobowy profil nie ma minimum nocą. Najtańsza jest godzina 12:00 (286,6 zł/MWh), a największe ceny przypadają na wieczór: 20:00 (514,2 zł/MWh). Taki kształt jest zgodny ze wzrostem produkcji fotowoltaicznej w ciągu dnia. Dla biogazowni oznacza to, że okna pracy 2× i 3× przesuwają się na poranny i wieczorny szczyt, a godziny południowe stają się czasem magazynowania gazu. Premia za elastyczność wynosi 68,6 zł/MWh dla 2× i 96,6 zł/MWh dla 3×.

Dlaczego FIP + elastyczność jest bliżej FIT

W FIP wytwórca sprzedaje energię na rynku i otrzymuje dopłatę do ceny stałej, liczoną od średniej doby RDN. Wzrost rozpiętości cen w obrębie doby zwiększa więc zysk wytwórcy elastycznego bez zmniejszania dopłaty. W I półroczu 2024 FIP z pracą ciągłą daje 710,7 zł/MWh (86% FIT; to nieco poniżej ceny stałej FIP 713,7 zł/MWh, bo energia z godzin ujemnych objęta regułą sześciu kolejnych godzin nie jest wspierana), a z pracą 2× 782,3 zł/MWh. Dodatnie salda z kryzysowych miesięcy 2022 r. mogły już zostać wykorzystane na poczet późniejszych ujemnych sald; model tego nie śledzi. Ryzyko prawne dotyczy też samej rozbudowy mocy: przekroczenie progów mocy może zmienić klasę instalacji i cenę referencyjną, co wymaga wyjaśnienia z Prezesem URE przed inwestycją.

Czy dach dwumembranowy wystarczy

W modelu praca „2×” oznacza, że agregat o mocy zwiększonej do ok. 1,0 MW pracuje tylko w 12 najdroższych godzinach doby, a „3×” — że agregat o mocy ok. 1,5 MW pracuje w 8 najdroższych godzinach; ta sama dobowa energia (ok. 10,96 MWh) powstaje więc w krótszym czasie, z większą mocą. Biogaz z fermentacji płynie przez całą dobę (w modelu ok. 216 Nm³/h, co wynika z mocy 0,5 MWel, sprawności elektrycznej 40% i zawartości metanu 53%), więc reszta doby to magazynowanie w dachu dwumembranowym. Z bilansu gazu w tym półroczu wynika średnio 2 693 m³ pojemności dla 2× (95. percentyl: 3 629 m³) i 3 639 m³ dla 3× (4 839 m³). Pojedynczy dach dwumembranowy o średnicy 26 m ma według DLG pojemność gazową ok. 2500 m³ (przyjmujemy to jako założenie także dla polskich instalacji): w tym półroczu mieści zapotrzebowanie 2× w 45% dób, a zapotrzebowanie 3× w 3% dób. Dwa dachy, czyli 5000 m³, pokrywają w modelu wszystkie doby półrocza w obu wariantach (maksymalne zapotrzebowanie nie przekraczało 5000 m³).

Ile można wydać na elastyczność

Premia za pracę w drogich godzinach to w tym półroczu 68,6 zł/MWh dla 2× i 96,6 zł/MWh dla 3× względem pracy ciągłej. Po zannualizowaniu (×2, założenie) daje to nadwyżkę roczną 274 tys. zł dla 2× i 385 tys. zł dla 3×; podzieloną przez współczynnik raty (amortyzacja 12 lat, koszt kapitału 10% lub 6%) daje to budżet na dodatkowy agregat i magazyn gazu rzędu 1 865–2 294 tys. zł dla 2× oraz 2 625–3 230 tys. zł dla 3× (niższa wartość przy koszcie kapitału 10%, wyższa przy 6%). Widełki kosztów to założenia, nie oferty: 500–800 €/kW dodatkowej mocy plus 20–70 €/m³ brakującego magazynu, przy kursie 4,3 zł/€, co daje 1 092–1 778 tys. zł dla 2× i 2 248–3 783 tys. zł dla 3×. Wniosek rachunkowy: wariant 2× zwraca się w całych przyjętych widełkach kosztów, wariant 3× zwraca się tylko przy dolnej części widełek kosztów i niższym koszcie kapitału. Ta sama korzyść z profilu cen występuje w FIP i w czystym RDN (w FIP bywa nieco większa, bo praca elastyczna omija godziny wyłączane z rozliczenia), bo wynika z rynku, a nie ze wsparcia; FIT jej nie daje, ponieważ płaci tyle samo za każdą godzinę.

Trzecia opcja: magazyn energii

Magazyn 0,5 MW / 1 MWh, jeden cykl na dobę, sprawność 85%, dokłada do pracy ciągłej 19,6 zł/MWh (przychód 391,6 zł/MWh). Średnia z dobowych różnic między średnią ceną dwóch najdroższych a dwóch najtańszych godzin doby wynosi 296,4 zł/MWh. Nadwyżka roczna wynosi 78 tys. zł; przy amortyzacji 15 lat, serwisie 2,5% nakładów rocznie i średniej degradacji pojemności 2% rocznie (założenia) pozwala wydać na magazyn 430–526 tys. zł, czyli 430–526 zł za kWh pojemności. Przyjęte widełki kosztu systemu to 800–1 500 zł/kWh, a dodatkowe przyłącze 50–400 tys. zł — to założenia, bo twardych polskich cen dla takiej skali brak. Po odjęciu przyłącza (50–400 tys. zł) od budżetu przy koszcie kapitału 6% dopuszczalny koszt systemu wynosi 126 do 476 zł/kWh; magazyn nie zwracałby się przy przyjętych założeniach kosztów. Model pomija opłaty dystrybucyjne za pobór, opłatę mocową i rynek bilansujący, więc wynik jest raczej optymistyczny.

Wnioski dla tego półrocza

• RDN (372,0 zł/MWh) i RDN z elastycznością (440,6–468,6 zł/MWh) nie zbliżają się do FIT (828,4 zł/MWh): luka 359,8–387,8 zł/MWh.
• Dolina cen w południe i wieczorny szczyt czynią harmonogram pracy 2×/3× bardziej wartościowym niż nocne tanie godziny.
• Dodatkowy agregat i magazyn gazu: wariant 2× zwraca się w całych przyjętych widełkach kosztów, wariant 3× zwraca się tylko przy dolnej części widełek kosztów i niższym koszcie kapitału.
• Magazyn energii (19,6 zł/MWh) wciąż nie zwracałby się przy przyjętych założeniach kosztów; spadające ceny baterii mogą to zmienić w kolejnych latach.